在蒙西，新能源企业卖电给多晶硅生产厂，1度电能卖多少钱？
答案是——0.0557元。
“嗬，一度电才5分多钱，够便宜的。”听到这样的价格，有行业人士说，“发电企业居然能答应？这个价格卖，不亏本吗？”
近日，蒙西地区多家新能源发电企业向记者反映，2016年以来，在与当地战略性新兴特色优势产业进行“专场交易”的过程中，发电企业拿到的电价一直维持在0.05元/度左右。
“要是我自己签的双边协议，就是赔死我也认，但现在是拿一个强制低价塞给我，就是每度电五分多钱，我们根本就见不到客户，没有讨价还价的余地。如果继续这样，明年我们十有八九就过不下去了。”面对无力更改的“超低电价”，蒙西地区某风电项目的营销负责人张某向记者倒起了苦水。
0.05元/度左右的价格到底是怎样形成的？为何企业会答应交易？为何电价执行了5年，企业才开始反映这一问题？
“只有参与交易并且接受0.05元/度左右的价格，才能维持项目的最低保障性收购小时数”
张某口中“五分多钱”的“强制低价”，源自2016年5月内蒙古自治区政府发布的《关于进一步深化电力体制改革促进产业结构调整有关事宜的通知》。根据《通知》，战略性新兴特色优势产业用电要进行充分竞价；符合国家产业政策的多（单）晶硅、云计算、大数据、蓝宝石、碳纤维、碳化硅系列、石墨电极以及稀土终端应用产品等行业生产用电以及新能源汽车充电、电供热用电被列入优先交易范围，风光发电参与，不设限值，同时通过自治区电价调节资金进行补贴（最高不超过0.03元/度），使目标交易到户电价达到0.26元/度。
据此，按照0.26元/度的到户价计算，扣除输配电价等费用，新能源发电企业最终能够拿到手的电价就是0.05元/度左右。据蒙西地区某新能源企业负责人韩某透露，近两年来，在蒙西电网范围内，每年以该价格成交的电量在150亿度左右。
“一方面，政府想支持特色产业，另一方面，在2016-2017年前后，内蒙古弃风限电问题突出，2017年更是进入到国家风电投资的‘红色预警’名单中。”张某表示，基于上述两点考量，当时自治区政府就提出，让新能源尝试入市交易。“在这一过程中，是否参与市场交易与项目的优先发电权紧紧挂钩。只有参与交易并且接受0.05元/度左右的价格，才能维持项目的最低保障性收购小时数。一旦出现限电的情况，肯定是先限没参与交易或者参与量小的发电项目。”
据悉，为保障风电、光伏发电的持续健康发展，2016年，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，明确规定了风电和光伏发电重点地区的最低保障收购年利用小时数。按照相关规定，最低保障收购小时数内的发电量，电网企业需按照包含国家补贴的标杆上网电价进行收购结算。以蒙西地区风电为例，如项目在2015年内核准建设，则最低保障性收购小时数内的电价可以达到0.49元/度。
“近两年来，蒙西地区风电项目的最低保障收购小时数为1500小时。保障了1500小时的收购，基本就保障了项目至少可以不亏钱。”张某坦言，“额外的电量通过市场交易，即便是价格很低，也总比弃掉强，所以这么多年大家也就这么过来了。”
“‘强制低价’政策的实施条件即将改变”“所以，这一‘强制低价’交易也应该相应改变”
5年都“这么过来了”，为何新能源发电企业突然要打破现状呢？
“我们现在掌握的情况是，明年开始蒙西新能源项目参与现货交易的规则将发生变化。可能是全电量进市场，也就是说，项目不再享受1500小时的最低保障性收购电量，全部要市场竞价；也可能是仅保留300-500小时的保障性收购电量，剩余绝大部分电量要市场竞价。”张某表示，市场竞争得出的最终电价势必会大幅低于当前0.49元/度的保障性收购价格。“价格下降这么多，项目会面临很大生存压力。”
除了保障性收购电量面临压缩，新能源项目还需要高价购入电力，满足负荷曲线的“考核”。“在现货市场中，新能源项目会像火电、水电等其他电源一样，分得自己的负荷曲线。新能源项目需要按照这条曲线的高低，相应调整自己的出力，这样才能完成电力交易。但新能源电力天生具有间歇性、不稳定性，在负荷曲线很高时，新能源项目可能因为风变小了、太阳被云遮住了等原因发不了电，导致无法满足负荷曲线的要求，因此需要花很高的价格去市场上购电才能履约。无论是在技术上还是在成本投入上，这对我们而言都是很大的挑战。”张某说。
在保障性收购、负荷曲线考核“一减一增”的背景下，如果还要拿出部分电量来执行0.05元/度的“强制低价”，那么蒙西新能源发电企业担心，项目的亏损风险将大大增加。
“我们现在想反映一下这个‘强制低价’的问题，希望能在这方面为企业找补回一点收益。”张某说，“毕竟新能源电力市场化交易是大势所趋，企业只能顺应这一趋势；但‘强制低价’政策的实施条件即将改变，因为要推动市场化交易，当初的1500小时保障政策肯定会变动的，所以，这一‘强制低价’交易也应该相应改变。0.05元/度的价格，实在是太低了。”
主管部门也同样“头疼”。
“对于存量的新能源项目，我们其实很想保障1500小时的最低保障性收购，但现在国家要求工商业用户全部进市场。”内蒙古工信厅经济运行局副局长强华表示，“一旦按此实施，我们也很难保障1500小时的基数。”
根据今年10月国家发改委发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电。
“工商业用户全部进入市场，就意味着只有农用电、居民用电等一小部分电量不参加市场交易。”强华坦言，整个蒙西电网范围内的农用电、居民用电电量汇总后，即便是全部交由新能源发电企业供给，也只能满足最多600小时的保障性收购。
“我们现在也不知道该怎么办。我们正在和国家相关部门沟通，希望有一个妥善的解决方案。”强华说。
“新能源到底该如何进入市场？原有的规定该怎么处理？新的制度要如何建立？”
有行业知情人透露，不仅仅是蒙西地区，政府部门组织专场交易、搞定向优惠的现象，其实在全国范围内并不少见。
“政府鼓励某些特定产业的初衷可以理解，但也不能为此牺牲新能源发电企业的利益。”张某说，在国家大力推行新能源发展的背景下，对新能源交易更不应进行非市场化的“限价”。“我们也理解当地政府的难处，毕竟此前他们已经承诺给新兴产业优惠电价，现在也不好单方面改变现状。这部分优惠电量如果采用市场化竞价的话，将会面临大幅涨价，例如，成交价是0.4元/度，那么政府想要履行0.26元/度的承诺，只能通过补贴，来弥补0.14元/度的差价，这会导致很大数额的政府财政支出，确实难以实现。”
有行业知情人表示：“蒙西地区想要推进新能源电力的市场化，从中长期进入到现货，这个思路是没有问题的。只有真正让市场运行起来，制度才能逐步完善，不可能等到政策滴水不漏、毫无风险才开始执行”。
“内蒙古的‘强制低价’问题，之所以现在才暴露出来，主要就是市场交易规则变化导致的，并不能说责任全在政府部门。”在中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟看来，不仅仅是蒙西地区，全国各地都普遍面临着交易机制走向市场化时，旧有交易模式如何衔接的问题。“新能源到底该如何进入市场？原有的规定该怎么处理？新的制度要如何建立？这些问题，恐怕是内蒙古新能源项目反映出的行业共性问题，需要引起主管部门高度注意并尽快予以解决，否则电价市场化会举步维艰。”
11月24日召开的中央全面深化改革委员会第二十二次会议指出，“要推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。”改革方向已经明确，蒙西新能源电力交易价格如何调整，我们拭目以待。
